Основы нефтегазопромыслового дела-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

деструкция незначительна (не превышает 10-15%) и не может служить препятствием для применения горячего раствора ПАА при воздействии на сложно построенные: (с карбонатными, трещиноватыми, трещиновато-

поровыми и другими коллекторами) с трудноизвлекаемыми нефтями.

4) При одинаковых концентрциях растворы полиакриламида,

приготоляемыев на минерализованной воде, менее поражены термической деструкции, чем растворы, приготовляемой пресной (дистиллированной)

воде. Поскольку на нефтяных промыслах для приготовления полимерных растворов применяют в той или иной степени минерализованные воды, то опасность обратимой термодеструкции уменьшается.

5) Теплофизические свойства (теплопроводность, теплоемкость и температуропроводность) водных растворов полиакриламида промысловых концентраций (0,02-0,1% по сухому порошку) в интервале 20-90°С и 0,1-20

МПа ниже теплофизических свойств воды-растворителя. Следовательно, при движении горячего раствора полимера по стволу скважины будет меньше потерь тепла, чем в случае нагнетания горячей воды. С повышением температуры (от 20 до 90°С) происходит некоторое увеличение тепло-

и температуропроводности; такие изменения наблюдаются и с ростом давления (от 0,1 до 20 МПа), но в значительно меньшей степени.

Многосторонние лабораторные исследования, проведенные физических моделях пластов различного строения (однородно-слоистых, трещиноватых,

трещиновато-поровых и др.) с использованием в качестве вытесняющего рабочего агента самых разнообразных жидкостей (холодной и горячей воды, раствора глицерина, холодного и горячего раствора полиакриламида и т.п.) позволили сделать важный практический вывод: самым лучшим рабочим агентом для воздействия на пласт при разработке сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми нефтями является горячий раствор полиакриламида с температурой нагрева до 90° С.

Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий:

нагретый до 90-95°С водный раствор полиакриламида, имея вязкость 1,5-2

мПа-с, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в естественно

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

существующую в карбонатном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато -порового коллектора. Продвигаясь в начале закачки прежде всего по трещинам,

горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает

(температура в пласте 32° С), эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10-15 мПа-с). Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи неизбежно увеличивается доля раствора, поступающего из трещин в матрицу, т.е.

основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА).

Снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности) положительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной пропитки блоков

(матрицы). Нагнетание нагретого раствора ПАА в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, а также становится более гидрофильной), что положительно сказывается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА)

будет выше по сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущественно работает только по макротрещинам.

Преимущество метода ТПВ заключается в ограничении общего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, в случае нагнетания горячей воды.

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полиакриламида,

проникающий прежде всего по трещинам, учитывает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оказываются значительно больше, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований и длительного промышленного внедрения показывают прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных выше геолого-физических условий) составляет 20-25%.

Условия и критерии применимости метода термополимерного воздействия разделяются на геолого-физические и технологические. Одним из главных критериев применимости ТПВ является величина вязкости нефти в пластовых условиях (50 мПа и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефти ограничивается 500 мПа-с. Применимость термополимерного воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы (блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости менее 3-10-2 мкм2 метод малоэффективен ввиду низких скоростей капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этот метод дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина залегания продуктивных пластов для ТПВ ограничивается величиной пластовой температуры, которая должна быть не более 70°С (при температуре 100° С

наступает деструкция полимерного раствора). Для получения надежного результата от проведения термополимерного воздействия нефтяной пласт не должен иметь подошвенную воду.

ТПВ применимо как при рядной системе расстановки скважин

(внутриконтурное заводнение), так и при площадной системе. Получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения при ТПВ не зависит от времени его применения (с начала или на поздней стадии разработки). Хотя наилучшие результаты очевидны, когда этот метод применяется с самого начала разработки залежи. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах, а также соблюдение температурного режима. Для технологии термополимерного воздействия

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

требуются водорастворимые полимеры (преимущественно полиакриламидного типа) различных товарных марок и модификаций (в

порошке, в гранулах, гелеобразные и т.д.), однако требуется обязательная их проверка на качество и термостойкость. Полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии до температуры 95-100°С.

Успешность ТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц. Полимерный раствор не должен подвергаться при закачке интенсивной механической деструкции.

Лучше использовать поршневые насосы вместо центробежных. Потери тепла при прохождении полимерного раствора от подогревателя до забоя скважины должны быть минимальными.

С этой целью наружные трубопроводы горячего полимерного раствора необходимо закрывать супертонким базальтовым волокном с наружным металлическим кожухом, а в скважину спускать термоизолированые насосно-

компрессорные трубы.

2.2 Технология холоднополимерного воздействия(ХПВ) на пласт.

Эта технология по всем основным геолого-физическим параметрам идентиченая элементу ТПВ. В пласт закачивается холодный полимерный раствор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, той же концентрации, что и по технологии ТПВ. Анализ показал, что холодный полимерный раствор довольно полно вытесняет нефть из трещинноковернозных емкостей, но хуже работает в матрицах. Поэтому по количественным оценкам эффективности по нефтеизвлечению показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов ТПВ. При технологии ХПВ нет благоприятного воздействия тепла: ниже приемистости нагнетательной скважины и меньше количество полимерного раствора закачено за то же время разработки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин

штанговыми насосами.

Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную.

Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме движущейся нефти и постепенно оседают на поверхности металла и закрепляются на ней, образуя постепенно осадочный слой органических отложений.

По второму механизму - парафиновые кристаллы образуются непосредственно на металлической поверхности и постепенно кристаллизуются в комплексы. Процесс кристаллизации парафина на поверхности идет за счет подпитки из нефтяного раствора.

Существует еще и третий механизм - это смешанным путем, имеющим все особенности первых двух. При этом состояние поверхности и ее природы существенным образом влияют на течение процесса образования парафиновых отложений.

Таким образом, принимая тот или иной механизм образования АСПО за базу,

подходы в борьбе с предупреждением, органических отложений будут разные.

При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках НКТ, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках НКТ приводит к сокращению их поперечного сечения. Борьба с отложениями парафина ведется различными методами:

1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах получил метод закачки нагретой до 100-150° нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного насоса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагревает НКТ, и при создании в скважине температуры

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

выше температуры плавления парафина парафин расплавляется и струей

жидкости выносится потоком нефти на поверхность.

2.Периодически в межтрубное пространство скважины закачивают острый пар (300° С) от паро-передвижной установки ППУ производительностью 1 т

пара в час при работе насосной установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкидную линию.

3.Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов парафиноотложения.

4.Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей парафина керосин, солярка, нестабильный бензин, которые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают парафин.

5.Механический способ борьбы с отложением парафина в насосных скважинах с использованием металлических, пластинчатых скребков,

устанавливаемых привариваемых на штангах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали шириной на 2-3 мм меньше соответствующего внутреннего диаметра НКТ. Скребки, установленные на штангах, вращаются на заворот с помощью штанговращателя. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и порой создают трение метал о метал, что приводит к большим осложнениям.

6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и перевозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается от ударов, что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами.

Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К.- Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра,

1974.

2.Мухаметзянов А.К. Чернышов И.Н. Линерт А.И. - Добыча нефти штанговыми насосами. – М.: Недра 1993г.

3.Кудинов В.И. – Основы нефтепромыслового дела. 2004г.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943